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光伏產(chǎn)業(yè)鏈深度研究及2022年投資策略
日期:2021-11-05   [復制鏈接]
責任編輯:sy_shentong 打印收藏評論(0)[訂閱到郵箱]
1 光伏需求望加速增長,分布式占比料穩(wěn)步提升

雙碳“1+N”政策體系不斷完善,托底風光中長期增長預期


碳達峰碳中和線路圖明確,設定非化石能源中長期發(fā)展目標。“雙碳”目標對能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型和電力供給側(cè)改革 提出新要求,低碳甚至零碳排放的非化石能源(水能、核能、光伏、風電、生物質(zhì))應用 占比尚需大幅提升。2021 年 10 月 24 日,中共中央、國務院印發(fā)《關(guān)于完整準確全面觀 測新發(fā)展理念做好碳達峰碳中和工作的意見》,在雙碳“1+N”政策體系中明確了“1”的 頂層設計指導意見。該政策提出構(gòu)建綠色低碳循環(huán)發(fā)展經(jīng)濟體系、提升能源利用效率、提 高非化石能源消費比重、降低二氧化碳排放水平、提升生態(tài)系統(tǒng)碳匯能力的五方面目標, 并針對非化石能源發(fā)展,進一步明確了:

1)2025 年:綠色低碳循環(huán)發(fā)展的經(jīng)濟體系初步形成,非化石能源消費比重達到 20% 左右;2)2030 年:經(jīng)濟社會發(fā)展全面綠色轉(zhuǎn)型取得顯著成效,非化石能源消費比重達到 25%左右,風電、太陽能發(fā)電總裝機容量達到 12 億 kW 以上;3)2060 年:綠色低碳循 環(huán)發(fā)展的經(jīng)濟體系和清潔低碳安全高效的能源體系全面建立,非化石能源消費比重達到 80% 以上。

預計國內(nèi)“十四五”、“十五五”光伏年均裝機需求或達 72/100GW,在配套政策推動下 有望進一步超預期。2020 年中國非化石能源消費占一次能源消費比重達 15.9%,超額達 成“十三五”規(guī)劃設定的 2020 年 15%目標值。在風電光伏競爭力持續(xù)強化的情況下,我 們認為碳中和路線圖中的階段性目標有望超額實現(xiàn),預計國內(nèi)非化石能源消費占比有望于 2025 年達 21%左右,于 2030 年達 26%左右。據(jù)此若按光伏/風電平均年發(fā)電利用小時數(shù) 1200/2100h,且光伏、風電發(fā)電量約 1:1 測算,我們預計中國“十四五”期間光伏年均裝 機需求或達 75GW,“十五五”期間年均裝機需求或達 100GW 左右(2021-2030 年均約 86GW)。

國內(nèi):以大基地、整縣項目為抓手,光伏需求有望放量升級

“十四五”期間規(guī)劃九大風光(水火)儲基地和五大海上風電基地。2021 年 3 月 30 日,《中華人民共和國國民經(jīng)濟和社會發(fā)展第十四個五年規(guī)劃和 2035 年遠景目標綱要》提 出,未來我國將持續(xù)開發(fā)包括水電、風電、光伏等電源在內(nèi)的多個清潔能源基地,形成九 大集風光(水火)儲于一體的大型清潔能源基地以及五大海上風電基地。其中,九大清潔 能源基地主要包括雅魯藏布江下游、金沙江下游、雅礱江流域、黃河上游和幾字灣、河西 走廊、新疆、冀北、松遼等地;五大海上風電基地包括廣東、福建、浙江、江蘇、山東等 地。大基地項目有望成為未來國內(nèi)新能源裝機發(fā)展的主要形式之一。

大基地項目有望成為集中式風光電站裝機的主要形式。據(jù)智匯光伏統(tǒng)計,目前 國內(nèi)已公布風光大基地項目規(guī)模達 51.68GW。我們預計在首期約 100GW 大基地項目中風 光占比各一半左右,且已招標的大基地項目多要求年內(nèi)開工,2023 年底前并網(wǎng),有望成 為明后年新增裝機的重要組成部分。此外,或?qū)⑦€有第二期規(guī)模約 100GW 的大基地項目 將在合適時間公布,共同構(gòu)成“十四五”期間大型集中式電站的裝機主力。

屋頂分布式市場維持高景氣,或?qū)⒊蔀樽罹咴鲩L前景的應用領(lǐng)域。隨著光伏發(fā)電成本 持續(xù)下降,行業(yè)也從“環(huán)保行為”向“創(chuàng)收行為”轉(zhuǎn)變,同時政策推動下,居民住宅、工 商業(yè)屋頂?shù)雀黝惞夥ㄖ铀偻茝V。2021Q1-3,國內(nèi)戶用光伏裝機規(guī)模增至 11.7GW(+123% YoY),占同期國內(nèi)光伏裝機比例快速增至 45.7%,預計全年裝機規(guī)模有望達到近 20GW, 以戶用項目為代表的屋頂分布式光伏成為行業(yè)最具長期增長前景的應用領(lǐng)域。

整縣光伏項目試點名單落地,儲備規(guī)模超預期。9 月 14 日,國家能源局正式印發(fā)《公 布整縣(市、區(qū))屋頂分布式光伏開發(fā)試點名單的通知》,根據(jù)該通知,全國共計報送 676 個縣(市、區(qū)),全部列為整縣屋頂分布式光伏開發(fā)試點。按照各省的試點名單來看,項 目主要分布在山東、河南、江蘇、河北、廣東等中東部,甘肅、青海及陜西等西北部,光 照資源較好區(qū)域。同時,通知要求:1)對試點項目備案、開工、建設和并網(wǎng)情況等進行 全過程監(jiān)測,按季度公布相關(guān)信息;2)每年一季度將對上一年項目開發(fā)進度、新能源消 納利用、模式創(chuàng)新以及合規(guī)情況等進行評估并予公布;3)2023 年底前,試點項目比例均 達到要求的將列為整縣(市、區(qū))屋頂分布式光伏開發(fā)示范縣。

預計整縣光伏項目年均裝機規(guī)模有望達 40GW 左右。參考目前已有部分鄉(xiāng)縣分布式光 伏整體建設情況,假設平均每個項目按 200-250MW 裝機量測算,我們預計此次披露試點 項目整體開發(fā)規(guī)模約 140-170GW,且整縣項目原則上須在 2025 年前完成裝機,對應未來 4 年年均裝機規(guī)模有望達 40GW 左右。而考慮到國家要求按季匯總跟蹤進度,且對優(yōu)先落 地的整縣將給予一定優(yōu)惠措施,因此預計項目整體將保持較快建設節(jié)奏,規(guī)模增長進度有 望超預期。同時,值得強調(diào)的是,各地分布式項目是否納入整縣試點范圍,并不影響該項 目能否開工建設,各地潛在分布式項目市場空間遠大于整縣試點的統(tǒng)計規(guī)模。

新增公共建筑及廠房屋頂光伏覆蓋率目標 50%,有望帶來年均約 8GW 光伏裝機增量。 10 月 26 日,國務院發(fā)布《2030 年前碳達峰行動方案》,進一步明確加快優(yōu)化建筑用能結(jié) 構(gòu),提高建筑終端電氣化水平,提出到 2025 年,城鎮(zhèn)建筑可再生能源替代率達到 8%,新 建公共機構(gòu)建筑、新建廠房屋頂光伏覆蓋率力爭達到 50%。根據(jù)國家統(tǒng)計局數(shù)據(jù),國內(nèi)年 新增公共機構(gòu)建筑和廠房面積長期穩(wěn)定在 5 億平米左右,預計對應每年將拉動光伏新增裝 機規(guī)模約 7.5GW。

2020 年“雙控”趨嚴和拉閘限電背景下,業(yè)主配置分布式項目意愿有望增強。在 2020 年能耗“雙控”考核力度加大和局部電力供應短缺的情況下,分布式光伏作為填補局部電 力缺口的解決方案之一,可緩解拉閘限電壓力,有望激發(fā)工商業(yè)企業(yè)配置分布式光伏系統(tǒng) 的積極性,并增加企業(yè)的綠電采購意愿。

預計2021/2022年國內(nèi)光伏裝機規(guī)模約50/75GW,分布式項目或繼續(xù)作為增長主力。 2021 年受光伏主輔材等環(huán)節(jié)供應緊張、成本大幅上漲影響,國內(nèi)光伏終端收益率承壓, 導致裝機增長或低于預期,預計全年裝機量將達 50GW 左右。而在以大基地項目、整縣項 目為兩大抓手的增長推動下,“十四五”期間國內(nèi)光伏裝機規(guī)模有望迎來加速增長,且部 分主輔材環(huán)節(jié)價格有望下行,預計 2022 年國內(nèi)光伏裝機將增至 75GW 左右,其中戶用、 工商業(yè)等分布式項目或?qū)⒊蔀檠b機增長的主力,占比有望提升至 2/3 左右。

全球:經(jīng)濟性與雙碳目標共同驅(qū)動,需求有望持續(xù)高增長

歐洲電力價格大漲,將有效對沖光伏產(chǎn)業(yè)鏈漲價壓力,需求維持較快增長。盡管光伏 供應鏈價格短期出現(xiàn)明顯上行,但以歐美為代表的海外主要光伏市場本身為高價高收益市 場,尤其是在 2020 年油氣價格大漲的情況下,歐美多國電價漲幅遠大于光伏組件價格漲 幅,將有效對沖了供應鏈成本上行所造成的終端收益率壓力,甚至將提升未來光伏項目的 投資回報率。同時,疊加歐美等國加大清潔能源長效支持力度,因此海外市場整體裝機需 求仍保持較快增長。

海外光伏需求旺盛,組件出口規(guī)模持續(xù)快速增長。光伏產(chǎn)業(yè)鏈漲價對海外需求影響有 限,據(jù) Solarzoom 統(tǒng)計,2021 年前三季度中國光伏組件出口規(guī)模約 73GW(+38% YoY), 預計全年出口規(guī)模將超 100GW(2020 年出口規(guī)模約 81GW),預示海外裝機將保持加快 增長。

屋頂分布式有望成為光伏增長最快的細分賽道。全球光伏裝機結(jié)構(gòu)中,戶用、中小型 工商業(yè)等屋頂分布式項目占比亦迎來穩(wěn)步提升,屋頂分布式光伏增長有望持續(xù)跑贏行業(yè), 成為增長最快的細分賽道。

預計未來 5 年全球光伏年均新增裝機中樞將達 230GW 以上。全球各國在再電氣 化推進和碳中和目標驅(qū)動下,風電、光伏發(fā)揮性價比優(yōu)勢推動清潔能源加速替代,2020 年可再生能源電力在總發(fā)電量中占比已提升至 11.7%,其中風光發(fā)電占比分別達 5.9%/3.2%。我們預計 2025 年全球可再生能源電力在總發(fā)電量中比重有望穩(wěn)步提升至 18.5%左右,若按照風電/光伏電量比重分別約 8.5%/7%估算,我們預測未來 5 年全球 光伏年均裝機需求有望超 230GW。

預計 2021/22/25 年全球光伏新增裝機望達 160/210/350GW,未來 5-10 年 CAGR 有 望維持 20%-25%。1)2021 年光伏裝機受原材料供給緊張、成本上漲影響,部分裝機需 求有所延后,但分布式市場仍保持較強增長韌性,預計全年裝機約 160GW。2)2022 年, 預計輔材成本壓力有望逐步緩解,國內(nèi)大基地、“整縣光伏”等項目加快推進,裝機有望超 預期;海外市場在后疫情時代需求強勢復蘇的預期下,預計 2022 年全球光伏新增裝機有 望達 210GW。3)遠期看,未來 5-10 年全球光伏新增裝機 CAGR 有望保持在 20%-25%, 預計 2025 年全球裝機將達 350GW,2030 年全球裝機或接近 1000GW。

2 主輔材:產(chǎn)能加速擴張周期,格局景氣度或?qū)⒎只?/strong>

硅料:供應緊張有望延續(xù),價格盈利維持高位

國內(nèi)硅料龍頭廠商具備顯著成本優(yōu)勢。硅料行業(yè)產(chǎn)能成本曲線相對陡峭,國內(nèi)頭部廠 商成本優(yōu)勢明顯。短期內(nèi),在行業(yè)供需偏緊階段,優(yōu)質(zhì)企業(yè)將收獲顯著超額利潤,盈利增 長具備高彈性;長期來看,龍頭持續(xù)引領(lǐng)產(chǎn)能擴張,供需格局及產(chǎn)品價格有望回歸合理區(qū) 間。

預計 2021/22 年光伏硅料年化有效產(chǎn)能約 57/78 萬噸。根據(jù)有色金屬協(xié)會硅業(yè)分會統(tǒng) 計,并結(jié)合主要廠商擴產(chǎn)節(jié)奏,我們測算得 2021 年末全球太陽能級硅料名義產(chǎn)能將達 65 萬噸左右(含顆粒硅),考慮產(chǎn)能爬坡進度和能耗“雙控”等措施影響,預計年化有效產(chǎn)能將 達約 57 萬噸,其中國內(nèi)約 47 萬噸,海外約 10 萬噸。預計 2022 年行業(yè)產(chǎn)能釋放進度將 明顯加快,年末名義產(chǎn)能或達 113 萬噸左右,而年化有效產(chǎn)能將達 78 萬噸左右,且有效 產(chǎn)能增長或主要集中于 2022H2。(報告來源:未來智庫)

硅料供需緊平衡格局或延續(xù)至 2022 年?;谖覀儗τ?2021/22 年全球光伏新增裝機 預期 160/210GW,以及 1:1.2 的容配比及存貨比例,預計全球新增光伏裝機對應的組件需 求為 192/252GW,對應組件生產(chǎn)對應的硅料需求量約 56/71 萬噸。相較 2021H2 硅料供 不應求的情況,2022H1 行業(yè)供需緊張情況有望逐步趨緩,但考慮到在其直接下游硅片環(huán) 節(jié)集中擴產(chǎn)的情況下,新硅片產(chǎn)能采購開工的硬性需求,或放大硅料供需緊張程度,供給 或仍然偏緊。

硅片新產(chǎn)能加速落地,帶動硅料供需進一步趨緊。硅料價格波動不僅受行業(yè)實際供給 與終端裝機需求差額決定,還明顯受其直接下游硅片環(huán)節(jié)新增產(chǎn)能投放進度與硅料產(chǎn)能增 長進度差異影響。尤其在 2021Q2、Q4 單晶硅片產(chǎn)能投放節(jié)奏加快、硅片擴產(chǎn)節(jié)奏較硅料 擴產(chǎn)節(jié)奏差額拉大的情況下,硅料價格往往進入急漲階段。

2022 年硅料供給或逐步邊際寬松,但緊平衡格局下均價或仍將維持在 150 元/kg 以 上。受硅料供不應求影響,2021 年硅料價格持續(xù)大幅上漲,單晶致密料價格由年初約 86 元/kg 目前已攀升至 268 元/kg,漲幅超 200%??紤]到硅料供給與終端需求預計仍將整體 維持較為緊張狀態(tài),且下游單晶硅片新產(chǎn)能大幅釋放將拉升對硅料集中采購規(guī)模,放大硅 料供應短板,對硅料價格將形成較強支撐??傮w來看,我們預計 2022 年硅料價格較 2021H2 的高位將穩(wěn)步回落,但均價仍有望保持在 150 元/kg 以上。

金屬硅產(chǎn)能供應緊張,價格快速升至高位。金屬硅作為多晶硅等產(chǎn)品的主要原材料, 受近期新疆、云南、四川等主產(chǎn)區(qū)能耗“雙控”措施的影響,開工率受明顯限制,供給端 出現(xiàn)階段性收縮;而需求端隨著有機硅、多晶硅終端用量的持續(xù)增長,以及新擴產(chǎn)能的集 中釋放,出現(xiàn)了明顯的供需缺口。2021Q3 以來,金屬硅價格盈利大幅上漲,從此前不足 1.5 萬元/噸的均價快速攀升,9 月底一度達 7 萬元/噸左右。盡管近期由于有機硅等下游新 產(chǎn)能出現(xiàn)延后或現(xiàn)有產(chǎn)能檢修的情況,造成金屬硅短期價格回落,但長期看在能耗管控趨 嚴、下游需求持續(xù)增長的情況下,預計金屬硅價格仍將保持在相對高位。

盡管金屬硅漲價將侵蝕硅料部分利潤,但硅料盈利仍將維持高位。硅料價格大漲顯著 抬升了廠商盈利能力,頭部廠商毛利率一度從年初 45%大幅提升至 Q3 高點的 75%左右; 但金屬硅價格高企在一定程度上侵蝕了企業(yè)利潤。我們測算目前硅料和金屬硅價格下,頭 部企業(yè)毛利率或達 60%左右,環(huán)比 Q3 高點有所下降,但仍處于高盈利水平,預計 2022 年硅料優(yōu)質(zhì)企業(yè)仍將保持高盈利狀態(tài)。此外,隨著部分頭部廠商新產(chǎn)能釋放,有望量價齊 升延續(xù)業(yè)績高增長。

膠膜:有效產(chǎn)能受制于樹脂供應,需求回暖有利于成本傳導和盈利修復

海外光伏級 EVA 樹脂供應占全球約 70%,基本無新增產(chǎn)能。海外光伏級 EVA 樹脂有 效產(chǎn)能約 55 萬噸,主要集中于韓華、杜邦、TPC、LG 化學等海外廠商。

國內(nèi)少數(shù)企業(yè)具備光伏級 EVA 生產(chǎn)能力,新裝置擴產(chǎn)周期長。目前實現(xiàn)光伏級 EVA 樹脂規(guī)?;€(wěn)定出貨的國內(nèi)企業(yè)只有斯爾邦、聯(lián)泓新科和寧波臺塑,我們預計 2021 年有 效產(chǎn)能約 25 萬噸。2021 年國內(nèi)主要 EVA 樹脂新增產(chǎn)能來自延長中煤榆能化、揚子石化、 中化泉州、中科煉化等廠商。但新裝置投產(chǎn)后切換到光伏料往往需要較長的調(diào)制周期,且 不能連續(xù)生產(chǎn)高 VA 含量的光伏料,生產(chǎn)一段時間后往往需切換生產(chǎn)低 VA 含量的樹脂, 因此預計新裝置光伏級 EVA 樹脂大規(guī)模量產(chǎn)出貨時間將整體延后,且有效產(chǎn)能將大打折扣。

2022 年光伏 EVA 樹脂或?qū)⒀永m(xù)供需緊張格局。在新產(chǎn)能釋放有限的情況下,預計 2021 年全球 EVA 光伏料總產(chǎn)能將保持 80 萬噸左右,此外考慮約 20 萬噸 POE 樹脂,2021 年光伏膠膜樹脂有效供應量或在 100 萬噸左右;相較全年約 94 萬噸的膠膜樹脂需求,行 業(yè)整體處于供需緊平衡狀態(tài),且隨著光伏裝機需求旺季來臨,或出現(xiàn)階段性供給缺口,推 動下半年樹脂價格攀升。我們預計 2022 年光伏膠膜樹脂需求量將提升至 124 萬噸左右, 在光伏級 EVA 樹脂產(chǎn)能規(guī)?;尫胚M度較慢,有效增量供給有限的情況下,預計膠膜樹脂 供需偏格局仍可能延續(xù)。

膠膜名義產(chǎn)能加快擴張,但受制于原材料短期供應瓶頸,實際有效生產(chǎn)能力受限。2020 年起光伏膠膜企業(yè)加快擴產(chǎn)步伐,預計主要新產(chǎn)能將于 2021H2 起陸續(xù)建成,名義產(chǎn)能有 望于 2021/2022 年底分別增至 25/31 億平米。但由于年內(nèi)產(chǎn)能投放時點普遍靠后,尤其是 受制于光伏級 EVA 樹脂供應限制以及成本端壓力,預計膠膜新產(chǎn)能釋放節(jié)奏將受明顯制約。

EVA 樹脂供不應求或致膠膜廠商開工率和盈利分化,龍頭企業(yè)優(yōu)勢鞏固。EVA 膠膜 成本結(jié)構(gòu)中,EVA 樹脂占比一般近 9 成。以福斯特為代表的膠膜頭部企業(yè)在供應鏈端采取 戰(zhàn)略合作+市場化采購的方式,與國內(nèi)外大型石化企業(yè)建立長期穩(wěn)定的合作關(guān)系,具備更 強的供應鏈安全保障能力,保障 1-2 個月安全庫存;且憑借龍頭地位和商務談判優(yōu)勢,在 原輔材料采購上往往能享有一定折扣,獲得成本端相對優(yōu)勢。我們研判憑借供應鏈管控和 采購成本優(yōu)勢,龍頭廠商與二三線企業(yè)實際開工率或?qū)⒊掷m(xù)分化,份額和盈利優(yōu)勢進一步 鞏固。

膠膜企業(yè)實現(xiàn)具備一定的價格傳導能力,但短期需求承壓下,盈利水平階段性探底。 膠膜行業(yè)格局持續(xù)優(yōu)化,且在組件環(huán)節(jié)成本占比相對較低,下游客戶對產(chǎn)品價格敏感度低 于硅料和光伏玻璃等主輔材,但膠膜質(zhì)量與組件性能表現(xiàn)關(guān)系緊密,因此膠膜龍頭企業(yè)往 往具備一定價格傳導能力。受光伏級 EVA 樹脂供給緊張影響,2021Q3 以來 EVA 樹脂價 格再次大幅上漲近 50%。基于成本壓力,膠膜價格亦迎來明顯調(diào)漲,漲幅達 35%左右。 但在短期終端需求承壓的情況下,預計仍難以對成本實現(xiàn)全部有效傳導,膠膜企業(yè)盈利能 力處在階段性底部。

膠膜實際供需相對平衡,受益需求回暖,成本傳導能力和盈利能力有望回升。近年來, 多數(shù)情況下龍頭廠商通過膠膜提價,可對樹脂成本實現(xiàn)向下有效甚至超額傳導(結(jié)合原材 料庫存周期)。但 2021 年以來,EVA 樹脂價格持續(xù)處于快漲期,且終端需求受光伏產(chǎn)業(yè)鏈 成本持續(xù)攀升而有所抑制,下游接受度減弱,成本傳導通道受阻。我們研判,2022 年 EVA 樹脂價格總體將保持高位震蕩或有所回落,上漲壓力相對減小,且在下游需求持續(xù)復蘇推 動下,膠膜龍頭企業(yè)價格傳導能力和盈利能力有望回升。

光伏玻璃:名義產(chǎn)能面臨過剩風險,頭部企業(yè)長期優(yōu)勢穩(wěn)固

光伏玻璃產(chǎn)能迎來加速投放。由于光伏玻璃產(chǎn)能置換政策限制放寬,以及“雙碳”目 標下光伏行業(yè)長期增長潛力進一步增強,2021 年以來光伏玻璃行業(yè)進入產(chǎn)能加速投放階 段。截至 2021 年 10 月,國內(nèi)光伏玻璃日熔化量約 4.31 萬噸/天(+53.5% YoY)。

2021/2022 年光伏玻璃開啟集中擴產(chǎn)潮,行業(yè)產(chǎn)能增量明顯。根據(jù)主要光伏玻璃廠商 建設規(guī)劃,我們測算 2021/2022 年光伏玻璃行業(yè)新增日熔量或分別達 1.9 和 2.5 萬噸/天, 產(chǎn)能進入集中投放期。其中,2022 年除了信義光能和福萊特兩家頭部廠商有近 1.5 萬噸/ 天新產(chǎn)能陸續(xù)投放外,還包括南玻、彩虹、淇濱等二線企業(yè)和新進入者大舉擴產(chǎn)。考慮到 新產(chǎn)線從點火到穩(wěn)定出貨一般需經(jīng)歷 3-4 個月爬坡期,尤其是新進入者爬坡期可能更長, 實際產(chǎn)出增量將打折扣,預計 2021/22 年行業(yè)有效日熔量增量約為 1.4/ 2 萬噸,整體增幅 仍然較大。

光伏玻璃供需格局趨于寬松,2022 年名義產(chǎn)能或面臨過剩壓力。在經(jīng)歷 2020Q4 光 伏玻璃“一平難求”的火爆行情后,由于產(chǎn)能加快擴張及下游需求增速放緩,2021 年光 伏玻璃供需格局出現(xiàn)明顯倒轉(zhuǎn),供給整體相對充裕,預計年底產(chǎn)能將增至 4.35 萬噸/天(+52% YoY),但 Q4 受需求旺季拉動供給或出現(xiàn)階段性趨緊。而預計 2022 年行業(yè)產(chǎn)能仍持續(xù)較 快擴張,至年底產(chǎn)能將達 6.9 萬噸/天(+59% YoY)。在 2022 年全球裝機 210GW 左右的 預期下,考慮雙玻滲透率穩(wěn)步提升,預計光伏玻璃熔化量需求約 1313 萬噸,而行業(yè)有效 產(chǎn)能或超 2000 萬噸,光伏玻璃或?qū)⒚媾R名義產(chǎn)能過剩壓力。

2021 年光伏玻璃價格大幅回落,2022 年價格或?qū)⒕S持中低位波動。光伏玻璃供需格 局的變化也反應在企業(yè)庫存。據(jù)卓創(chuàng)資訊統(tǒng)計,2021H1,隨著行業(yè)產(chǎn)能擴張以及需求延 后,光伏玻璃行業(yè)主流廠商庫存天數(shù)由年初 10 天以內(nèi)快速增至 40 天左右;受此影響,光 伏玻璃價格也于 4 月從高點出現(xiàn)“腰斬式”下跌。隨著 Q3 后庫存逐步消化回落,以及受 純堿價格大幅上漲推動,光伏玻璃價格從底部開始有所回升,目前 3.2mm 產(chǎn)品價格約 30 元/平米,2.0mm 產(chǎn)品價格約 23 元/平米。展望 2022 年,我們認為在原材料成本有望逐步 回落,且行業(yè)供需格局總體保持寬松的情況下,光伏玻璃價格有望在中低水平整體保持穩(wěn) 定,預計 3.2mm 和 2.0mm 玻璃價格或?qū)⒃?25 元/平米和 20 元/平米的中樞附件波動。

行業(yè)高超額收益或?qū)⒈恢鸩侥ǔ?,頭部廠商以量補價,長期龍頭地位有望鞏固。我們 認為未來一兩年由于競爭趨于激烈,光伏玻璃行業(yè)高超額利潤或?qū)⒈恢鸩侥ǔ?,頭部廠商 毛利率中樞或維持在 30%左右的合理水平。光伏玻璃雙寡頭信義光能、福萊特持續(xù)引領(lǐng)行 業(yè)產(chǎn)能擴張,具備較高產(chǎn)銷規(guī)模增長彈性,預計市場份額有望分別保持在 40%和 30%左 右,并憑借成本、資金、品質(zhì)、產(chǎn)能和產(chǎn)品結(jié)構(gòu)等多重優(yōu)勢,在市場化競爭中鞏固長期龍 頭地位。

3 光伏中游:硅片或?qū)⒏鎰e超額利潤,關(guān)注電池技術(shù)升級和組件盈利修復

受硅料及銀漿、背板等輔耗材成本大幅上漲影響,硅片/電池片/組件等光伏中游制造 環(huán)節(jié)盈利能力承壓。我們根據(jù)產(chǎn)業(yè)鏈即時價格測算,理論上,若不考慮庫存及交付周期影 響,則 2021 年以來,硅片、電池片環(huán)節(jié)盈利明顯回落,組件持續(xù)處于盈利低位,且 Q3 以來盈利壓力或進一步增大。我們研判,在 2022 年終端需求有望回暖的背景下,隨著主 輔材價格或?qū)⒄鹗幓芈湟约肮夥杏胃偁幐窬肿兓?,硅片、組件等環(huán)節(jié)實際盈利能力將分 化。

硅片:產(chǎn)能加速擴產(chǎn),競爭趨于激烈,超額利潤逐步消除

單晶硅片行業(yè)產(chǎn)能進入快速擴張階段。我們統(tǒng)計單晶硅片行業(yè) Top15 企業(yè) 2021 年底 總產(chǎn)能或?qū)⒃鲋良s 390GW,預計 2022 年底產(chǎn)能將進一步突破 600GW(+54% YoY),相 較 2022 年全球約 210GW 裝機(約 260GW 硅片)需求而言,名義產(chǎn)能將顯著過剩。在 新產(chǎn)能增量中,預計隆基、中環(huán)、晶科等傳統(tǒng)龍頭新擴產(chǎn)規(guī)模占比約 2/3,上機、高景、 京運通等新興硅片廠占比約 1/3,行業(yè)競爭將趨于激烈。

硅片龍頭紛紛簽訂硅料長單,以盡可能保障供應鏈安全和新產(chǎn)能開工率。在硅料供給 緊張、硅片持續(xù)擴產(chǎn)的情況下,硅片頭部企業(yè)基于供應鏈安全和保障開工率,紛紛與硅料 企業(yè)積極簽訂長單,目前硅料廠年產(chǎn)能已有近 6 成被硅片企業(yè)通過長單優(yōu)先鎖定。尤其是 頭部硅片(或一體化)企業(yè)在采購談判上具備一定優(yōu)勢,采購比例相對較高。

單晶硅片實際產(chǎn)能短期受硅料供應瓶頸抑制,硅片價格跟隨硅料上漲。盡管 2021 年 來單晶硅片名義產(chǎn)能持續(xù)快速提升,但由于硅料供給瓶頸限制,預計行業(yè)平均產(chǎn)能利用率僅6 成左右,具備供應鏈管控優(yōu)勢的頭部企業(yè)開工率相對較高,行業(yè)實際有效單晶硅片產(chǎn) 能相對有限,供需格局處于平衡甚至略顯緊張狀態(tài)。因此,隨著硅料價格大幅攀升,單晶 硅片價格亦持續(xù)上漲 , 目 前 G1/M6/M10/G12 硅片價格較年初漲幅已分別達 76%/78%/76%/66%。

硅料供應能力提升或?qū)⑨尫殴杵行Мa(chǎn)能,硅片或面臨競爭加劇和盈利回落壓力。硅 料價格上漲前期,單晶硅片企業(yè)得益于價格跟漲,以及低價庫存紅利,仍維持在相對豐厚 毛利率。然而,隨著低價庫存逐步消耗,以及 2021Q3 中后期硅料價格進入急漲期,但硅 片價格受下游需求萎靡影響成本傳導通道逐步受阻,廠商毛利率迎來普遍回落。我們預計, 2022H1 在硅料新增有效產(chǎn)能不多的情況下,硅片環(huán)節(jié)仍將面臨實際產(chǎn)能受限的情況,硅 片價格戰(zhàn)短期內(nèi)仍將受到抑制;但隨著 2022H2 硅料供給壓力穩(wěn)步緩解,硅片產(chǎn)能加速放 量的情況下,行業(yè)或?qū)⒚媾R更加激烈的價格競爭,同時在硅料價格下行階段疊加庫存減值 壓力,硅片企業(yè)超額利潤或?qū)⑾?,盈利能力逐步觸底,行業(yè)毛利率有可能落至 20%以下。

M10/G12大硅片滲透率持續(xù)提升,預計 2021/22/25年大尺寸滲透率將達 50%/70%/90% 左右。大硅片有助于提升硅片產(chǎn)能、降低單位投資和能耗,攤薄非硅成本且提升組件功率, 根據(jù)中環(huán)股份的測算,210 比 166 在電站建設環(huán)節(jié)節(jié)約 12%的 BOS 成本。據(jù) PVinfolink 統(tǒng)計,2021H1 大尺寸的 M10、G12 產(chǎn)品提升至 30%左右,預計全年有望進一步提升至約 50%;其中,M10 產(chǎn)品由于技術(shù)成熟度和良率控制等優(yōu)勢,成為多數(shù)組件企業(yè)起步導入大 尺寸產(chǎn)品的優(yōu)先選擇,因此短期內(nèi) M10 滲透率提升快于 G12。我們預計 2022 年 M10/G12 大尺寸硅片滲透率有望進一步提升至 70%左右。短期內(nèi)大尺寸滲透率提升仍由 M10 尺寸主導,但中長期 G12 或?qū)⒊蔀榻^對主流。盡管目前已有設備廠商在準備 220-230mm 向下 兼容的設備方案,已應對未來尺寸進一步大型化,但考慮到近兩年 M10、G12 硅片產(chǎn)能集 中擴張,且良率、輔材、電站相關(guān)配套等多方面限制,預計短期內(nèi)難以出現(xiàn) 182、210mm 以外更大尺寸硅片的推廣應用。

薄片化降本優(yōu)勢明顯,發(fā)展有望提速。根據(jù)中環(huán)股份測算,硅片每減薄 10um,成本 原材料對應下降 2.5%,薄片化對于降本意義重要。目前 P/N 型單晶硅片主流厚度分別為 170μm 和 160μm,CPIA 預計到 2025 年將分別減薄至 140μm 和 130μm。

電池片:降本增效路徑明確,N 型技術(shù)產(chǎn)業(yè)化提速

N 型電池具備高轉(zhuǎn)換效率優(yōu)勢,滲透率有望持續(xù)提升。從目前技術(shù)發(fā)展來看,P型PERC 電池已經(jīng)迫近效率天花板,降本速度也有所放緩。而 N 型電池效率天花板較高,電 池工藝和效率提升明顯加快,未來效率提升空間大,隨著國產(chǎn)化設備成本不斷降低,預計 將成為未來主流的電池技術(shù)路線。目前實現(xiàn)小規(guī)模量產(chǎn)(≥1GW)的新型電池主要包括 TOPCon、HJT 和 IBC 三種,HBC、疊層電池暫時處于實驗室研發(fā)階段。

針對 PERC、TOPCon 和 HJT 這幾種主流的技術(shù)路線,我們從效率、成本及工藝等 多個角度對比:

1) 從效率角度看:TOPCon 電池的極限理論效率達到 28.7%,高于 HJT 的 27.5% 和 PERC 的 24.5%。而從目前量產(chǎn)效率看,PERC 已經(jīng)達到 23%附近,TOPCon 和 HJT 已經(jīng)超過 24%,但距極限效率仍有一定差距,效率提升的空間更大;

2) 從工藝角度看:PERC 目前最成熟,TOPCon 需要在 PERC 產(chǎn)線上增加擴散、 刻蝕及沉積設備改造,成本增加幅度小;而 HJT 電池工藝最簡單、步驟最少(核 心工藝僅 4 步),但基本全部替換掉 PERC 產(chǎn)線,IBC 電池工藝最難最復雜,需 要是用離子注入工藝提供生產(chǎn)技術(shù)門檻;

3) 從成本角度看:PERC 產(chǎn)業(yè)化最快成本低,TOPCon 電池兼容性最高,可從 PERC/PERT 產(chǎn)線升級,IBC 次之,HJT 電池完全不兼容現(xiàn)有設備,需要新建產(chǎn) 線,HJT 單 GW 投資較 PERC 高 2.5 億元,較 TOPCon 高近 2 億元,仍有下降 空間。

TOPCon:延長 PERC 產(chǎn)線生命周期,未來 2-3 年性價比首選。國內(nèi)近兩年來 PERC 新建產(chǎn)線預留 TOPCon 改造空間,目前擴產(chǎn)計劃也紛紛轉(zhuǎn)向 N 型技術(shù)產(chǎn)線建設。面對目 前巨大的 PERC 電池產(chǎn)能,TOPCon 和 PERC 電池技術(shù)和產(chǎn)線設備兼容性較強,以 PERC 產(chǎn)線現(xiàn)有設備改造為主,主要新增設備在非晶硅沉積的 LPCVD/PECVD 設備以及鍍膜設備環(huán)節(jié)。目前 PERC 電池產(chǎn)線單 GW 投資在 1.5-2.0 億元,而僅需 6000-8000 萬元即可改 造升級為 TOPCon 產(chǎn)線。在面臨大規(guī)模 PERC 產(chǎn)線設備資產(chǎn)折舊計提壓力下,改造為 TOPCon 拉長設備使用周期,降低沉沒風險,是未來 2-3 年極具性價比的路線。(報告來源:未來智庫)

量產(chǎn)效率提升明顯,產(chǎn)業(yè)化發(fā)展提速。TOPCon 作為高效晶硅電池發(fā)展方向之一,實 驗室屢次創(chuàng)下新高,產(chǎn)業(yè)化最高效率也突破 25%。從目前 TOPCon 量產(chǎn)情況看,平均量 產(chǎn)效率主要在 24%左右,最高效率達到 24.5%-25%,包括隆基股份、通威股份中來股份 等電池廠商,最新量產(chǎn)及規(guī)劃產(chǎn)能超 15GW。我們預計到 2025 年 TOPCon 產(chǎn)能占比進一 步提升至 20%。2019 年開始新擴建的 PERC 產(chǎn)線都有兼容 TOPCon 升級空間,隨著 TOPCon 產(chǎn)業(yè)化加速,新增產(chǎn)能和存量設備更新打開市場空間,龍頭設備廠商將明顯受益。

HJT:國產(chǎn)化降本空間大,有望成下一代主流技術(shù)。1)雙面發(fā)電提升效率。HJT 雙 面對稱結(jié)構(gòu),發(fā)電量要超出單面電池 10%+,目前雙面率已經(jīng)達到 95%,相比其他工藝路 線有明顯的發(fā)電增益優(yōu)勢;2)光衰減低+溫度系數(shù)低,穩(wěn)定性強。HJT 電池通過良好的鍍 膜工藝來降低界面復合改善 TCO 層及 Ag 接觸性能。HJT 電池 10 年衰減小于 3%,25 年 僅下降 8%。且電池溫度系數(shù)小,能減少太陽光帶來的熱損失;3)工藝流程更加簡化,提 效降本空間更大。相比 PERC 的 8 道和 TOPCon 的 10 道工藝,HJT 僅需 4 道工序即可完 成,在<250℃低溫環(huán)境下制備,相比于傳統(tǒng) P-N 結(jié)在 900℃高溫下制備,有利于薄片化 和降低熱損傷來降低硅片成本,從生產(chǎn)效率和產(chǎn)品良率上更有優(yōu)勢和提升空間。

據(jù) Solarzoom 數(shù)據(jù),目前 HJT 電池生產(chǎn)成本 0.9 元/W 以下,高于 PERC 的成本 0.7 元/W;預計 2022年 HJT 電池的硅片成本和非硅成本較目前降低 40%+,相較于單晶 PERC 電池的性價比優(yōu)勢有望逐步顯現(xiàn)。目前產(chǎn)業(yè)界主要從銀漿、硅片及設備三方面著手:

1) 銀漿成本:低溫銀漿國產(chǎn)化+銀包銅技術(shù)+SMBB 技術(shù),判斷共同推動降本 60% 以上。①國內(nèi)低溫銀漿實現(xiàn)國產(chǎn)化突破,且銀包銅技術(shù)已經(jīng)從實驗室開始向量產(chǎn) 線轉(zhuǎn)換,銀漿耗量和價格將明顯下降;②低溫工藝能降低柵線寬度至 15μm 以內(nèi), 多主柵技術(shù)導致銀漿用量下降 35%;③通過高精度無接觸新型印刷技術(shù)降低銀漿 耗量,帝爾激光、邁為股份等均在研發(fā)。我們判斷,通過“銀漿國產(chǎn)化+銀包銅技 術(shù)+SMBB”組合,銀漿耗量可降至 10mg/W,降本幅度超 60%;

2) 硅片成本:HJT 硅片減薄降本提效,預計成本下降幅度超 40%。薄片化有利于降 低硅片成本,HJT 電池是對稱結(jié)構(gòu),易于薄片化且不影響效率,目前 PERC 厚度 為 170μm,我們預計到 2022 年可降至 130μm 以下,使得 Voc 上升,進一步提 效降本。我們預計硅片成本將從 2020 年 0.48 元/W 下降至 2022 年 0.27 元/W, 降本超 40%;

3) 設備方面降本:目前單 GW 成本低于 4 億元,未來仍有 40%降本空間。HJT 制 作工藝流程大幅簡化,制絨清洗、非晶硅薄膜沉積、TCO 薄膜沉積、電極金屬化 四個步驟,分別對應制絨清洗、PECVD、PVD/RPD、絲印/電鍍四道工藝設備。 隨著邁為、捷佳及鈞石等國內(nèi)設備廠商積極推進 HJT 整線設備產(chǎn)業(yè)化,帶動核心 設備價格持續(xù)下降,Solarzoom 預計 2022 年設備成本有望降至 3 億元/GW 以內(nèi), 折舊成本下降至 0.03 元/W,降本空間高達 40%。

新老玩家紛紛入局,HJT 擴產(chǎn)節(jié)奏加快。鈞石、通威等廠商早在 2019 年之前就已開 始規(guī)劃 HJT 產(chǎn)能。隨著 HJT 產(chǎn)線成本不斷下降,越來越多的新玩家入局,安徽華晟一期 項目進展順利,Q3 進行二期 2GW 項目招標。2021 年 5 月,明陽智能發(fā)布公告稱將投資 建設年產(chǎn) 5GW 光伏高效電池和 5GW 光伏高效組件項目。2021 年 5 月開始,愛康集團相 關(guān)的 HJT 產(chǎn)線陸續(xù)進入建設期,預計下半年設備將逐步入場并投產(chǎn)出片。2021 年 6 月金 剛玻璃發(fā)布公告,決定投資建設 1.2GW 大尺寸半片超高效異質(zhì)結(jié)太陽能電池及組件項目, 目前相關(guān)設備已經(jīng)進場。截止目前,已經(jīng)有超 10GW 在建或招標,我們預計到明年上半年, 異質(zhì)結(jié)量產(chǎn)線投產(chǎn)進度將加速。

效率提升+設備降本空間大,HJT 電池產(chǎn)能規(guī)劃超 120GW。隨著設備加速國產(chǎn)化和工 藝逐步提升,國內(nèi)華晟、金剛玻璃及明陽智能等新進入廠商紛紛入局異質(zhì)結(jié) GW 級別量產(chǎn) 線。對 PERC 龍頭電池廠商而言,通威股份、隆基股份等開始 GW 級別異質(zhì)結(jié)電池產(chǎn)線。 海外方面,梅耶博格、REC 等海外電池廠商也加速布局 HJT 電池量產(chǎn)線,僅 2021H1 就 宣布了超 8GW 的新建項目計劃。截至目前,全球 HJT 規(guī)劃產(chǎn)能已經(jīng)超過 120GW,隨著 設備、關(guān)鍵材料的進一步降本和工藝提升,預計 HJT 量產(chǎn)節(jié)奏將進一步加快。我們預計, 2025 年 HJT 電池新增/合計產(chǎn)能分別為 106/306GW,新增產(chǎn)能五年 CAGR 為 123.5%。

組件:競爭格局及銷售結(jié)構(gòu)持續(xù)優(yōu)化,盈利有望隨成本回落而顯著修復


全球競爭壁壘提升,組件廠商份額加速集中。近年來全球光伏市場日趨多元化,對組 件廠商銷售網(wǎng)絡搭建和全球營運能力提出更高要求。國內(nèi)龍頭組件廠憑借銷售渠道和客戶 資源積累,以及產(chǎn)品優(yōu)勢和品牌影響力提升,競爭力進一步增強。同時,頭部企業(yè)通過一 體化(或準一體化)產(chǎn)能擴張,進一步提升盈利能力和抗風險能力,推動組件環(huán)節(jié)競爭格 局加速優(yōu)化。2020 年,全球組件 CR5 和 CR10 分別達 55%和 74%左右,我們預計 2021 年有望進一步提升至 70%和 90%以上。

組件分銷占比有望提升,龍頭廠商或享產(chǎn)品溢價。光伏終端市場中屋頂分布式比例逐 步提升,組件廠商針對其所對應的小 B 和 C 端客戶擁有相對較強的議價能力。以龍頭組件 廠商天合光能等為例,憑借更強的專業(yè)性和品牌影響力,其在面向小 B 和 C 端客戶的分銷 市場相較集中式直銷市場,往往享有近 0.1 元/W 的產(chǎn)品溢價。因此,順應市場結(jié)構(gòu)趨勢, 龍頭組件企業(yè)紛紛加大分銷市場投入,整體議價能力有所提升。

組件價格傳導能力相對較弱,成本上漲壓縮廠商盈利。由于 1)光伏主輔材成本上漲 推動,2)組件環(huán)節(jié)格局和客戶結(jié)構(gòu)改善,3)終端開發(fā)商逐步被動降低投資收益率預期, 2021 年以來組件價格呈現(xiàn)罕見的持續(xù)上漲,成為產(chǎn)業(yè)鏈成本壓力傳導和終端需求博弈的 核心環(huán)節(jié)。目前組件現(xiàn)貨價格基本達到 2 元/W 以上,較年初水平漲幅超 20%,但仍難以 抵消成本上漲壓力。

大尺寸、雙面組件產(chǎn)品享受 3-5 分/W 小幅溢價。組件產(chǎn)品亦延續(xù)差異化定價,其中 大尺寸的 M10/G12 組件相較于 M6 組件享有 3-5 分/W 的產(chǎn)品溢價,雙面較單面組件亦基 本維持 3-5 分/W 的價差,本質(zhì)上反映了更具降本增效能力的產(chǎn)品在終端獲得更高的接受度。

面對供應鏈成本上漲壓力,央企電站投資商被動降低項目收益率預期。2021 年平價 上網(wǎng)以來,受制于組件等供應鏈成本上漲和完成既定投資計劃的雙重壓力,主流的央企電 站投資商下調(diào)了光伏項目投資回報率門檻,項目 IRR 要求從此前約 8%調(diào)整到了約 6.5% 甚至是 6%。我們預計中短期內(nèi)主要投資商的項目 IRR 預期仍將維持在此區(qū)間,大幅提升 收益率預期的訴求和可行性相對較弱。參考不同省份光伏項目 IRR 曲線與組件價格變動關(guān) 系,在目前市場價格情況下,廣東等具備電價優(yōu)勢或內(nèi)蒙古等具備資源條件優(yōu)勢省份,仍 具備滿足投資收益率基準的項目建設可行性。

隨著主輔材成本有望逐步下降,組件企業(yè)具備高盈利修復彈性。在目前硅料價格已達 260 元/kg,組件價格約 2 元/W 的情況下,光伏組件企業(yè)盈利壓力較大,硅片-電池-組件一 體化廠商尚且處于盈虧線附近,而非一體化廠商或基本面臨持續(xù)虧損。但隨著硅料等主輔 材環(huán)節(jié)價格有望企穩(wěn)且逐步回落,且組件環(huán)節(jié)格局持續(xù)優(yōu)化,預計廠商具備較大盈利修復 彈性。若僅主要考慮硅料成本這一波動因素,假設硅料價格區(qū)間有望回落至 150-200 元/kg, 且組件價格得以保持在 1.85 元/W 左右的中樞水平(預計對應大部分平價項目 IRR 可達 6.5%),則一體化組件企業(yè)單位盈利有望回升至 0.1 元/W 左右;同時,隨著其他輔耗材環(huán) 節(jié)成本有望整體回落,預計頭部廠商盈利能力有望進一步回升至 0.1 元/W 以上。

4 逆變器:持續(xù)全球替代,關(guān)注微逆增長及供應鏈改善

中國廠商競爭優(yōu)勢顯著,持續(xù)推進全球替代

逆變器:發(fā)電系統(tǒng)核心交互節(jié)點,不止于逆變,功能拓展支持電力系統(tǒng)高質(zhì)量運行。 逆變器的基礎功能是將光伏組件所產(chǎn)生的直流電轉(zhuǎn)變?yōu)榻涣麟娪糜诩矣秒娖骰虿⒕W(wǎng)發(fā)電, 保證發(fā)電系統(tǒng)獲得最大輸出功率;未來亦有望作為電網(wǎng)交互節(jié)點對電力系統(tǒng)和數(shù)據(jù)進行監(jiān) 測調(diào)控,提高電能質(zhì)量,并提供電池儲能、能源管理等擴展接口,滿足終端用戶對數(shù)據(jù)采 集、信息傳遞及人工交互等智能化應用需求,是發(fā)電系統(tǒng)中的核心智能設備。

逆變器市場持續(xù)高速增長,2025年市場規(guī)?;蜻_ 400GW。據(jù)Wood Mackenzie統(tǒng)計, 2020 年全球逆變器出貨規(guī)模保持高增長趨勢,合計出貨量超 180GW,同比增長超 40%; 據(jù) IHS Markit 預測,未來全球逆變器市場將保持 20%以上的年增長速度,考慮“新增+替 代”需求,至 2025 年市場規(guī)模將達 400GW 左右。

中國廠商優(yōu)勢明顯,全球替代加速。中國逆變器龍頭廠商持續(xù)降本增效,產(chǎn)品性價比 優(yōu)勢凸顯并趕超海外企業(yè),而海外 Schneider、ABB 等廠商則逐步退出市場,市場競爭格 局改善。據(jù)海關(guān)總署統(tǒng)計,2021Q1-3 中國逆變器出口金額達 34.6 億美元(+53% YoY), 明顯高于海外光伏裝機增速,中國廠商持續(xù)推進逆變器全球替代。隨著國內(nèi)企業(yè)加快海外 客戶拓展與渠道布局,憑借更快的研發(fā)迭代和技術(shù)升級優(yōu)勢,預計國產(chǎn)逆變器全球份額有 望加速向光伏中游環(huán)節(jié) 80%+的市占率看齊,優(yōu)質(zhì)企業(yè)仍具備較大提升空間。(報告來源:未來智庫)

微型逆變器契合屋頂分布式需求方向,長期推廣空間巨大

高效率+高安全性+高可靠性,奠定微型逆變器差異化競爭優(yōu)勢。光伏逆變器一般可分 為集中式逆變器、組串式逆變器、模塊化逆變器和微型逆變器四種。其中,微型逆變器一 般每個只對應少數(shù)光伏組件,單體容量一般在 5kW 以下,可對每塊光伏組件的輸出功率 進行精細化調(diào)節(jié)及監(jiān)控,并能實現(xiàn)每塊光伏組件單獨的最大功率點跟蹤,再經(jīng)過逆變轉(zhuǎn)換 以后并入交流電網(wǎng)。微型逆變器可以對每塊組件進行獨立的最大功率跟蹤控制,無木桶短 板效應,系統(tǒng)發(fā)電效率總體高于集中式、組串式逆變器平均效率;且直流側(cè)電壓僅 40V 左 右,內(nèi)部有隔離變壓器,最大程度降低安全隱患;同時,每個微型逆變器獨立運行,不形 成系統(tǒng)的單點故障,設計壽命 20-30 年,具備高可靠性。但較集中式和組串式逆變器,微 型逆變器成本相對較高。

受益于光伏建筑市場擴大+安全高效要求提升,組件級控制有望成為下一代逆變器主 流方向。受戶用等屋頂分布式裝機占比提升驅(qū)動,以微型逆變器為代表的組件級電力電子 變換產(chǎn)品接受度不斷提高,且相關(guān)強制措施有望進一步推進微型逆變器市場增長。美國國 家防火協(xié)會 2017 年在 NEC 規(guī)范中強制性要求光伏建筑發(fā)電系統(tǒng)達到組件級關(guān)斷的要求, 推動美國分布式市場 MLPE 產(chǎn)品滲透率達 70%以上,另有德國、澳大利亞等多個國家逐 步立法推進光伏建筑的組件級關(guān)斷要求,而國內(nèi)“整縣推進”、BIPV 等光伏項目快速落地 也提高了光伏系統(tǒng)的安全要求的必要性,相關(guān)安全標準呼之欲出。隨著政府、行業(yè)組織及 戶主對安全性重視程度加深,行業(yè)正在由組串式逆變器向組件級別控制的逆變器轉(zhuǎn)變,組 件級控制有望成為下一代逆變器的主流方向之一。

微型逆變器是小型、組件級分布式發(fā)電系統(tǒng)電能轉(zhuǎn)換的最佳方案。“組件級電力電子” 解決方案除了包括微型逆變器,還有“組串式逆變器+優(yōu)化器/關(guān)斷器”的方案。優(yōu)化器或 關(guān)斷器可為光伏系統(tǒng)提供組件級的關(guān)斷能力,在特定場景下保證光伏系統(tǒng)直流電壓不超過 80V,且優(yōu)化器亦可實現(xiàn)組件級的最大功率點跟蹤控制;但在運行過程中系統(tǒng)仍存在直流 高壓,有一定的安全隱患。組串式逆變器+優(yōu)化器/關(guān)斷器在較大功率的應用場景中有一定 的成本優(yōu)勢,但微型逆變器在中小功率等級的應用場景中更優(yōu)。

目前逆市場以歐美戶用領(lǐng)域為主,市場有望加速推廣。應用場景方面,微型逆變器 既可以應用于住宅用戶場景,亦可應用于小型工商業(yè)場景,但由于微型逆變器成本偏高而 在用戶體驗上面具有優(yōu)勢,因而在住宅用戶市場中更具優(yōu)勢。銷售區(qū)域方面,北美、歐洲 是當前微型逆變器的前兩大市場,該兩大市場政策成熟、用戶付費能力強,當前已經(jīng)形成 了具有梯隊的競爭格局,微型逆變器領(lǐng)域的主要廠商 Enphase 等公司在市場中占有較大 市場份額,而亞洲、中東、拉丁美洲作為微型逆變器市場中的重要增長力量,由于政策成 熟度相對較低,用戶付費能力較弱,因而成本上具有較明顯優(yōu)勢的國內(nèi)廠商在該等市場中 占有一定優(yōu)勢。

微逆市場有望迎來高增長,未來 5 年市場空間CAGR 或超 25%,優(yōu)質(zhì)廠商有望持續(xù) 高成長。在全球屋頂分布式光伏市場裝機占比提升,以及安全性要求持續(xù)提升的推動下, 隨著微型逆變器產(chǎn)品性價比持續(xù)優(yōu)化,滲透率有望迎來快速提升??紤]到微逆價格和成本 有望持續(xù)下降,我們預計 2025 年微型逆變器市場空間或達 290 億元,對應 CAGR 超 25%, 具備產(chǎn)品性能和成本優(yōu)勢的國內(nèi)逆變器龍頭企業(yè)具備強勁的市場競爭能力和巨大的全球 替代空間。

半導體元器件供應有望于 2022H2 改善,逆變器盈利及增長潛能有望釋放

IGBT、IC 等半導體器件是光伏逆變器的重要零部件,目前仍主要依賴進口。IGBT 元 器件主要供應商包括安森半導體、英飛凌、美高森美等,IC 半導體主要供應商包括恩智浦、 意法半導體、德州儀器等。目前國內(nèi)生產(chǎn)商較少,且與進口部件相比,國產(chǎn) IGBT 元器件、 IC 半導體的性能穩(wěn)定性及相關(guān)技術(shù)指標未能完全滿足逆變器廠商技術(shù)要求,因此逆變器廠 商 IGBT 元器件、IC 半導體采購一定程度上依賴進口。

疫情等多重因素疊加致半導體元器件供應緊張,供應鏈交期大幅延長。2020 年來, 半導體元器件供需格局持續(xù)趨緊,目前 IGBT 交期由正常的 20 周左右延長至 40-50 周, 而 MCU 產(chǎn)品交期也由正常的 8-10 周大幅延至 40 周以上,且伴隨著價格大幅上漲,造成 新能源汽車、逆變器等成長性下游元器件供應短缺情況。半導體元器件緊張的主要原因包 括:1)疫情后全球光伏裝機和汽車效率增長超預期,企業(yè)加單滯后造成供應商訂單積壓; 2)同期消費電子需求旺盛,相關(guān)廠商亦大幅囤貨,搶占部分晶圓及代工產(chǎn)能;3)在疫情 打亂半導體廠商供應節(jié)奏的情況下,短期意外事件也頻發(fā),包括日本 AKM 晶圓廠失火, 瑞薩受地震影響短暫停工,意法半導體短暫罷工,美國德州暴風雪影響 NXP、英飛凌、三 星短暫停產(chǎn)等。

半導體元器件供應緊張對逆變器企業(yè)盈利及規(guī)模擴張造成影響。逆變器廠商受半導體 元器件供應鏈緊張的影響主要體現(xiàn)在兩方面:一是隨著供應鏈價格明顯上漲,造成短期毛 利率壓力,盡管部分企業(yè)通過調(diào)價和降本進行對沖,但由于價格傳導周期和對不同下游客 戶議價能力差異原因,仍難以實現(xiàn)完全轉(zhuǎn)嫁;二是在屋頂分布式光伏和儲能需求快速放量 的情況下,與之配套的中小功率逆變器產(chǎn)品對半導體元器件需求強度較大,受供給鏈制約 更明顯,部分逆變器廠商在分布式領(lǐng)域擴張節(jié)奏階段性受限。

半導體元器件供應壓力有望逐步緩解,或于 2022H2 迎來明顯改善。從供給端看,隨 著全球疫情逐步改善,海外半導體芯片廠商供貨能力有望進一步企穩(wěn)。同時,博世在德國 Dresden 兩座新建 12 英寸晶圓廠將于 2021 年底前投產(chǎn)爬坡,其主要產(chǎn)品包括 ASIC、功 率半導體和 MEMS 等;英飛凌澳大利亞一座 12 英寸功率半導體工廠于 2021Q3 投產(chǎn),主 要用以生產(chǎn) IGBT 和 MOSFET,產(chǎn)能持續(xù)爬升。此外,在海外產(chǎn)能供應緊張的情況下,國 內(nèi)逆變器企業(yè)也在加快對于國產(chǎn)化半導體元器件的認證進度和采購意愿,進口替代加速, 有助于緩解元器件供應鏈壓力。綜合來看,隨著供給商交貨能力提升,新產(chǎn)能和國產(chǎn)化替 代逐步放量,預計逆變器半導體元器件供應壓力有望逐步緩解,或于 2022H2 明顯改善。

看好供應鏈改善后逆變器廠商盈利修復及產(chǎn)品結(jié)構(gòu)升級能力。逆變器半導體元器件供 應短板的逐步補足,有望減輕逆變器企業(yè)成本壓力,并釋放戶用等分布式市場組串式及微 型逆變器增長潛力,看好逆變器企業(yè)盈利修復和產(chǎn)品結(jié)構(gòu)改善能力。

5 光伏設備:技術(shù)與擴產(chǎn)雙驅(qū)動,設備端最為受益

光伏技術(shù)迭代和產(chǎn)能擴張,拉動設備需求持續(xù)放量。光伏產(chǎn)業(yè)鏈分為上中下游,從硅 料-硅片-電池-組件-電站等環(huán)節(jié),而光伏設備主要集中在硅片、電池及組件生產(chǎn)環(huán)節(jié)。硅片 生產(chǎn)主要包括生產(chǎn)、鑄錠、開方、切割、清洗及檢測等環(huán)節(jié),電池片生產(chǎn)分為清洗制絨、 擴散、刻蝕、覆膜及檢測等環(huán)節(jié),而到了組件環(huán)節(jié)包括串焊、層壓機檢測等工藝流程。較 長的產(chǎn)業(yè)鏈涉及技術(shù)路線與工藝流程多,行業(yè)降本提效訴求下的技術(shù)迭代和擴產(chǎn)節(jié)奏加速, 設備端最為受益。

硅片設備:大尺寸+薄片化降本,擴產(chǎn)利好設備投資

單晶硅片迎來擴產(chǎn)高峰,預計 2022 年對應設備市場空間超 400 億元。綜合行業(yè)整體 情況看,預計單 GW 設備投資額達 2 億元左右;其中,長晶設備投資約 1.2 億元,切片加 工設備投資額約 0.5 億元,自動化及檢測等設備投資額約 0.3 億元左右。根據(jù)我們跟蹤的 未來兩年單晶硅片行業(yè)擴產(chǎn)規(guī)劃測算,預計 2022 年單晶硅片設備市場空間超 400 億元, 其中長晶設備/切片加工設備/自動化等設備對應市場空間超 250/100/60 億元,迎來需求高 峰。

電池片設備:N 型產(chǎn)業(yè)化提速,需求迎來放量

TOPCon 兼容 PERC 產(chǎn)線設備,是未來 2-3 年最具性價比的技術(shù)路線。TOPCon 和 PERC 電池技術(shù)和產(chǎn)線設備兼容性較強,以 PERC 產(chǎn)線現(xiàn)有設備改造為主,主要新增設備 在非晶硅沉積的 LPCVD/PECVD 設備以及鍍膜設備環(huán)節(jié),PERC 產(chǎn)線需要 6000-8000 萬 元/GW 改造升級為 TOPCon 產(chǎn)線。改造方式以多技術(shù)路線并進,包括 LPCVD 和 PECVD 兩條路,分為三種工業(yè)化流程:

1) 方法一:本征+擴磷。LPCVD 制備多晶硅膜結(jié)合傳統(tǒng)的全擴散工藝。此工藝成熟 且耗時短,生產(chǎn)效率高,已實現(xiàn)規(guī)?;慨a(chǎn),但繞鍍和成膜速度慢是目前最大的 問題。該技術(shù)為目前TOPCon廠商布局的主流路線,主要是晶科能源和天合光能;

2) 方法二:直接摻雜。LPCVD 制備多晶硅膜結(jié)合擴硼及離子注入磷工藝。離子注入 技術(shù)是單面工藝,摻雜離子無需繞度,但擴硼工藝要比擴磷工藝難度大,需要更 多的擴散爐和兩倍的 LPCVD,投資成本高、良率更高,主要是隆基股份布局;

3) 方法三:原位摻雜。PECVD 制備多晶硅膜并原位摻雜工藝。該方法沉積速度快, 沉積溫度低,還可以用 PECVD 制備多晶硅層,簡化很多流程,實現(xiàn)大幅降本。 氣體爆膜現(xiàn)象已經(jīng)得到解決,穩(wěn)定性有待產(chǎn)業(yè)化驗證。根據(jù) Solarzoom,目前拉 普拉斯、捷佳偉創(chuàng)、金辰股份等國內(nèi)廠商已經(jīng)布局,后續(xù)有望受益于技術(shù)迭代。(報告來源:未來智庫)

HJT 設備國產(chǎn)替代加速,國內(nèi)龍頭廠商明顯受益。HJT 制作工藝流程大幅簡化,制絨 清洗、非晶硅薄膜沉積、TCO 薄膜沉積、電極金屬化四個步驟,分別對應制絨清洗、PECVD、 PVD/RPD、絲印/電鍍四道設備。目前國內(nèi)試產(chǎn)及量產(chǎn)線基本實現(xiàn)了 HJT 設備的國產(chǎn)化替 代,尤其通威股份 1GW 異質(zhì)結(jié)中試線的 4 條生產(chǎn)線是國產(chǎn)化設備的“試金石”。從目前量 產(chǎn)線的招標設備情況看,國內(nèi)的捷佳偉創(chuàng)、邁為股份、鈞石能源及理想萬里暉等廠商的關(guān) 鍵設備布局基本完善,成為入局的核心設備供應商。

預計 2025 年電池片設備市場空間約 450 億元,HJT 和 TOPCon 設備增量顯著。按 照目前電池片技術(shù)設備工藝成熟和降本趨勢,2021 年 PERC 電池設備單位投資額 1.5 億 元,TOPCon 改造單位投資額約增加 0.7 億元,未來幾年下降空間相對較少;目前 HJT設備均實現(xiàn)國產(chǎn)化,預計未來幾年將實現(xiàn)持續(xù)降本提效。預計 2021-2025 年 HJT 核心設備 單 GW 成本分別為 4.0/3.5/3.0/2.8/2.8 億元。據(jù)我們對 2021-2025 年全球光伏裝機量分別 為 160/210/250/295/350GW 預測數(shù)據(jù),預計 2021-2025 年全球電池片設備市場空間分別 為 181/258/267/351/456 億元,未來 5 年 CAGR 近 20%。其中,預計 2021-2025 年 HJT 設 備 市 場 空 間 分 別 為 48/140/180/248/336 億元, TOPCon 設 備 市 場 空 間 分 別 為 13/66/87/103/120 億元,未來 5 年 CAGR 或分別接近 90%。

組件設備:多技術(shù)驅(qū)動擴產(chǎn)升級,設備更新需求空間巨大

組件設備工藝流程較長,串焊和層壓設備價值量最高。組件的工藝流程鏈條較長,主 要分為電池分選、激光劃片進行電池選擇和分割,然后再經(jīng)過單焊、串焊環(huán)節(jié)連接匯流條 并形成電池串組件,并進一步將將背板、玻璃、EVA、電池片等擺放敷設,并進行層壓固 定,最后再進行削邊、測試、裝框、接線盒及清洗檢測等步驟。每一個環(huán)節(jié)都需要用到相 應的組件設備,而其中的串焊和層壓技術(shù)含量相對最高,設備成本占比也相對較高,分別 占組件環(huán)節(jié)設備成本的 33%/13%。

MBB 技術(shù)增效降本,拉動多主柵串焊機需求釋放。MBB 技術(shù),即多主柵串焊技術(shù), 主要具有三大優(yōu)勢:功率提升、成本降低和可靠性提升。1)多主柵技術(shù)通過增加主柵數(shù) 量,提高電池的受光量,多主柵縮短細柵線電流傳輸距離,降低串聯(lián)電阻損耗可使晶硅組 件功率相對 5 主柵提升約 5W;2)可抵消焊帶和 EVA 成本的增加,從 5BB 到 12BB 的銀 漿耗量降低 30%以上,從而降低電池成本;3)可靠性提升方面,多主柵由于提升了主柵 數(shù)量,因此抗隱裂能力更強,由此導致的效率下降遠低于 5BB 及以下的組件。2020 年多 主柵組件市占率為 66%,CPIA 預計 2021-2023 年多主柵組件將提升至 75%/85%/95%。 隨著多主柵技術(shù)發(fā)展,對于串焊機要求具備較強的兼容性,驅(qū)動多主柵串焊機設備的高速 增長。

半片/多片電池將成為主流產(chǎn)品,對串焊機需求翻倍增長。由于半片電池采用“串聯(lián)+ 并聯(lián)”的模式,因此電壓不變,但是電阻只有原先的四分之一。半片組件主要有以下三大 優(yōu)勢:1)減少封裝功率損失。半片電池片封裝損失僅有 0.2%,而整片電池片封裝損失約 1%;2)減小陰影遮擋損失。半片電池串數(shù)量翻了一倍,更多的電池串提供了更好的電池 耐受性;3)半片電池內(nèi)部電流和內(nèi)損耗減少。半片電池降低了內(nèi)部的功率損耗,半片整 體的工作溫度低提高了組件的光電轉(zhuǎn)化率。因加工動作翻倍,半片電池對串焊產(chǎn)能需求為 原來的兩倍,三分片對串焊機需求為原來的三倍,因此未來受半片(或若干分之一片)驅(qū) 動的串焊機以及劃片機需求將會翻倍增長。

預計到 2025 年組件設備市場空間 257 億元,未來 5 年 CAGR 約 43%。在光伏行業(yè) 長期處于技術(shù)驅(qū)動降本的前提下,大硅片、薄片化、電池半片及多主柵等工藝發(fā)展,將帶 來組件設備快速技術(shù)迭代與更新,組件設備迎來持續(xù)放量。組件環(huán)節(jié),單 GW 設備投資 6000 萬元,其中,各環(huán)節(jié)設備價值量,劃片機 300 萬/GW,串焊機 2100 萬/GW,層壓機 800 萬/GW。據(jù)我們對 2021-2025 年全球光伏裝機量分別為 160/210/250/295/350GW 預 測數(shù)據(jù),預計 2021-2025 年全球組件設備市場空間分別為 94/128/163/208/258 億元,其 中核心設備串焊機 2021-2025 年市場空間分別為 35/47/60/77/96 億元,未來 5 年 CAGR 約 43%。

組件設備市場格局持續(xù)優(yōu)化,龍頭企業(yè)份額進一步擴大。光伏組件主要設備包括激光 劃片機、串焊機、匯流帶焊接機、層壓機及自動化生產(chǎn)線等環(huán)節(jié)。從目前的市場競爭格局 來看,頭部的組件設備生產(chǎn)企業(yè)有四家,市場集中度在持續(xù)提升。其中,奧特維能夠提供 以串焊機、激光劃片機為主的組件生產(chǎn)設備,先導智能致力于提供串焊機、疊瓦焊接設備 以及自動化生產(chǎn)線,寧夏小牛以串焊機生產(chǎn)為主。

原標題:光伏產(chǎn)業(yè)鏈深度研究及2022年投資策略
 
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投稿熱線:0519-69813790 ;投稿郵箱:edit@21spv.com ;
投稿QQ:76093886 ;投稿微信:yggj2007
來源:中信證券
 
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